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10月底，生态环境部先后发布《关于做好2023—2025年部分重点行业企业温室气体排放报告与核查工作的通知》（后简称《通知》）及关于印发《温室气体自愿减排项目方法学》（后简称《方法学》）等通知，预示化工、冶金等领域也将加速纳入碳交易市场，同时CCER交易即将加快重启。这些对碳交易市场价格起到了刺激作用，2023年下半年碳配额及CCER价格开始上涨。2022年，全国碳市场成交价维持在60元/吨以下。2023年6月开始持续上涨，8月首次突破70元/吨，10月全国碳市场日均收盘价为80.37元/吨，在上月基础上上涨约10%，且月内收盘价首次突破每吨80元。对氢能来说，其零碳的特征、发展阶段等都基本符合CCER认证要求。氢能各环节既可以因为高排放行业的减碳需求带来更多的氢能机遇，也可以因为CCER的重启进入碳市场参与交易，更直接的降低全产业链的成本。能景研究结合碳市场、氢能领域相关方法学等资料，对氢能各环节参与碳市场的模式、经济收益等进行了分析，供行业参考。若有更多需求，欢迎联系我们咨询。
01 碳市场扩容、CCER管理发生变化，氢能或可取代传统光伏风电项目成为CCER新重心
我国碳排放交易市场采用以碳排放配额（CEA）交易为主导、核证自愿减排量（CCER）交易为补充的双轨体系。每个交易周期内发放的碳排放配额的总量固定，碳排放情况不同的各个企业可以通过CEA与CCER的方式来交易碳排放权。CEA是对控排企业的每年（或交易周期）碳排放量的限定额度，是碳市场交易主体。CEA配额由全国及各地生态环境主管部门确定，首先根据各个行业的排放规模，制定各行业的碳排放量标准线，然后根据碳排放量标准线对各行业内企业免费或有偿发放一定的CEA配额。到履约期结算时，企业的碳排放若超出其分配到的CEA配额，需从碳交易市场购买额外的碳排放权（其他企业节余的CEA配额或CCER），否则将面临罚款、延期核减下一周期配额等惩罚。碳交易市场交易主体将迎来扩容，化工钢铁民航等行业碳排压力变大。此前，全国碳市场仅纳入了电力行业企业。根据《通知》要求，将石化、化工、建材、钢铁、有色、造纸、民航等重点行业，年度温室气体排放量达2.6万吨二氧化碳当量（综合能源消费量约1万吨标准煤）及以上的重点企业纳入《通知》年度温室气体排放报告与核查工作范围。纳入碳市场后，这些行业的生产经营将面临碳价高企的风险，也将带来总体成本的上升。CCER是控排企业之外的绿色环保项目产生的减排量，是对CEA配额市场的补充。CCER由绿色项目开发、认证、进市，然后售卖给控排企业来抵消其一定量的CEA配额缺口，如全国碳市场规定各企业最高可使用CCER抵消最初获得的配额量的5%。CCER的进市交易由行业、全国及各地生态环境主管部门共同推进，首先确定相关的非绿色工艺的碳排放量作为“参考线”，用以判断各绿色项目的减排量，即各类绿色项目领域的“方法学”；之后经过实际减排量第三方核证、备案后即可进入碳市场交易。CCER认证近期重启后或将带来交易管理和认证差异，氢能满足要求。2017年CCER曾因交易关闭前，风电、固定式光伏等是最主要的CCER开发项目。CCER重启后，根据2023年10月《 温室气体自愿减排交易管理办法（试行） 》，CCER项目的申请登记需满足“真实性”、 “唯一性”和“额外性”，即减排效果明确、无绿证等其他交易渠道、需经济性补助。固定式光伏、陆上风电等项目建设发电成本相较2017年已下降了50%左右，或已难以满足“额外性”要求；氢能领域可再生能源制氢、燃料电池汽车两大环节仍处于依赖国央企推动、财政补助的阶段，或可取代固定式光伏等成为CCER市场份额最大的项目类别之一。
02 可再生能源制氢运营方可通过参与CCER交易，回收折旧成本的30%-60%可再生能源制氢环节参与CCER项目开发，在方法学上主要以煤制氢、天然气制氢等为基准。典型如中国氢能联盟、国家能源集团等提出的全球首个可再生能源制氢减排方法学AM0124，其中提到可参考IEA报告中的煤制氢、天然气制氢的碳排放值作基准线，具体选择依据方法学中的场景限制条件判断。根据IEA数据，煤制氢碳排放最高，每产1吨氢约产生二氧化碳排放约19吨；天然气制氢次之，每产1吨氢约产生二氧化碳排放约9吨。若不考虑效率、损耗等，分别以煤制氢、天然气制氢作标准线时，可再生能源制氢减排量分别为19吨/吨氢、9吨/吨氢。对可再生能源制氢而言，CCER对制氢装备成本回收有较大支撑。根据复旦碳价指数，2023年11月全国碳市场CCER买入及卖出的中间价预期为68.89元/吨。一套5 MW电解槽以每年工作2000小时计算，每年可生产绿氢180吨，产生减排量1620吨（天然气标准线）或3420吨（煤制氢标准线）。按复旦碳价指数的11月CCER中间价估算，5 MW电解槽每年可从CCER交易获得约11.1万元（天然气标准线）或23.6万元（煤制氢标准线），即可回收电解槽折旧成本的30%至60%。
从受益者来看，可再生能源制氢项目参与CCER的受益方主要有2大类。一是以中石化、国电投等国央企为主的绿氢项目建设及运营方，其绿氢项目多具有规模大、集中度高度特征，进行CCER开发及认证门槛价低。二是某些传统的、已建成的光伏电站运营方，在绿电上网消纳难度高、配储成本回收难、CCER重启后认证门槛变高等因素驱使下，或会选择引入制氢实现绿电消纳，而CCER可加快其投资成本回收。
03 燃料电池汽车车队通过参与 CCER交易，或可抵消5%左右的燃料电池汽车折旧成本
燃料电池汽车参与CCER项目开发，在方法学上主要以同类车型碳排放为基准线。如北京市生态环境局发布的《北京氢燃料电池汽车碳减排方法学》中，按设计总质量、车身长度等将燃料电池货车、客车划分为不同等级，分别以相同规格的燃油车的碳排放作基准线；氢能的碳排放则按全生命周期计算，包含储运环节等后为6.661 kg/kg氢气。据北京市生态环境局估算，各车型运作频率与燃料油车相当时，考虑储运等过程每千克氢气产生碳排6.661 kg，每年每辆可产生CCER碳减排量约3吨~7.5吨。此外，也有地区的方法学中不考虑氢储运等环节，将燃料电池汽车碳排放按零计算，如河北省燃料电池重型货车碳减排方法学，对应到北京生态环境局的测算结果中，不考虑氢能碳排放，各种车型每年每辆可产生CCER碳减排量约7.5吨~35吨。
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对燃料电池汽车环节来说，通过CCER碳交易可抵消一部分燃料电池汽车的折旧成本。根据复旦碳价指数公布的2023年11月全国碳市场CCER中间价68.89元/吨估算，若计算氢能全生命周期碳排放，燃料电池汽车每年每辆可因CCER出售获益200元~520元；若不考虑燃料电池汽车碳排放，则每年每辆可因CCER出售获益520元~2411元。若收益为1000元/年，则相当于1辆价格200万的燃料电池汽车10年使用年限间每年折旧成本的5%。
燃料电池汽车参与CCER的获益者有两者。一是各燃料电池车队或运营单位，其车辆数量较多、集中度高，可合并开发为一项CCER项目。二是燃料电池汽车个人车主，市场潜力高、但分散性较强，国内部分地区正借鉴锂电汽车通过充电桩形成统一平台的模式，以加氢站为桥梁开发燃料电池汽车聚合式CCER项目。04 合成氨等工业领域进行绿氢替代可产生CEA节余，抵消其超出传统工艺成本的5%至20%全国碳市场扩容后，合成氨、冶金等工业项目进行绿氢替代后可节余CEA配额，主要以煤、天然气原料碳排放为基准线。以煤制合成氨为例，碳排放主要来自原料煤、综合能耗2大环节，绿氨主要替代原料煤环节。按照工信部发布的《合成氨行业规范条件》，使用碳排最低的优质无烟块煤时，原料消耗不超过1050标准煤/吨氨。再按照国家发改委能源研究所推荐的2.46吨碳排放/吨标准煤比例计算，煤制合成氨原料碳排放最低标准线2.58吨/吨氨。若绿氢碳排按北京燃料电池汽车方法学中的6.661 kg/kg氢气计算，绿氢替代后吨氨碳排约1.38吨，可产生约1.20吨CEA配额节余；若按绿氢零碳排计算，可产生每吨氨约2.58吨的CEA配额节余。产生的CEA节余可用于抵消因绿氢替代而上升的部分成本。以绿氨为例，根据复旦碳价指数，2023年11月全国碳排放配额（CEA）买卖中间价格预期为80.15元/吨，若考虑绿氢全生命周期碳排放，则每吨绿氨可通过CEA交易获得96元收益；若按绿氢零碳排计算，则每吨绿氨可通过CEA交易获得200元收益。当绿氢成本与煤制氢成本相差5元/kg时，绿氨成本约比煤制氨高1000元，即绿氨通过售卖CEA节余的收益，可抵消其高出煤制氨成本的5%至20%。
工业领域绿氢应用项目参与碳交易的受益者主要有两类。一是国电投、中能建等新建绿氨、绿色甲醇项目的企业，在绿色产品市场溢价、CEA交易支撑等多种因素支撑下，或在经济性初步匹配传统高碳排产品。二是中石化等需要进行传统化工产能节能改造的企业，在节余CEA配额的交易支撑下，或可与改造前需额外购买CEA或CCER的情景达成经济平衡。
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